准噶尔盆地玛湖凹陷风城组常规-非常规油气有序共生与全油气系统成藏模式

支东明，唐勇，何文军,，郭旭光,，郑孟林,，黄立良,

（1. 中国石油新疆油田公司，新疆克拉玛依834000；2. 新疆页岩油勘探开发实验室，新疆克拉玛依 834000；3. 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

油气勘探开发从常规油气向非常规油气的拓展是石油工业发展的一个重要趋势，二者在油气类型、地质特征及聚集机理等方面有明显差异[1-2]。越来越多的勘探和研究揭示，在同一个含油气系统内，会出现常规和非常规油气“有序共生[2-3]”现象，形成全油气系统[4-5]。据此，一般发现常规油气预示供烃方向有非常规油气共生，发现非常规油气预示外围空间可能有常规油气伴生。因此开展常规-非常规油气有序共生和全油气系统成藏机理研究具有重要的理论价值与勘探指导意义，是当前石油地质学研究的热点。

准噶尔盆地是中国西部的一个大型叠合含油气盆地，根据地质背景分析，西北缘玛湖凹陷下二叠统风城组中—高成熟度碱湖优质烃源岩[6-8]最有可能形成源内、源外油气富集和全油气系统。基于此勘探理念，中国石油新疆油田公司围绕玛湖凹陷风城组先后部署实施了风城1井、百泉1井、艾克1井等井，发现风城组不仅发育泥质岩类烃源岩，同时还发育砂-砾岩、火山岩、细粒混积岩等多种储集岩石类型，形成了源储一体的页岩油[9]、致密油、以及常规油藏[10]，展示出风城组源岩层系内常规-非常规油气共生的全油气系统特征。此外，围绕玛湖凹陷风城组烃源岩，已发现源外三叠系—白垩系等多套含油层系，特别是凹陷区的下三叠统百口泉组、断裂带的中三叠统克拉玛依组以及侏罗系—白垩系，形成了克百—乌夏、玛湖西斜坡两大百里油区[6,8]。因此，准噶尔盆地西北缘是一个以碱湖优质烃源岩为基础的经典全油气系统聚集实例。

然而当前对这一全油气系统的整体研究认识还不够深入，尤其是风城组源岩层系内部相对源外的油气聚集研究更为薄弱。但在当前全球油气勘探逐渐向源内进军的大背景下，这一问题迫切需要解决，以推动勘探进程。风城组内油气赋存类型、形成条件及其空间上的分布关系与成藏模式，直接制约着勘探目标与靶区选择。有鉴于此，本文基于2007年以来玛湖凹陷风城组新钻井信息，尤其是玛页 1井系统取心资料，以及高精度三维连片地震资料，针对风城组已发现油气类型、形成条件、控制因素、成藏模式等开展系统研究，以期形成玛湖凹陷风城组碱湖常规-非常规油气有序共生和全油气系统的整体认识，指导准噶尔盆地常规与非常规油气一体化勘探实践，丰富和发展中国陆相盆地富烃凹陷石油地质理论。

1 区域地质背景

准噶尔盆地玛湖凹陷位于盆地中央坳陷西部，凹陷西侧自北向南为乌夏断裂带、克百断裂带和中拐凸起，凹陷东部自北向南为石英滩凸起、英西凹陷、三个泉凸起、夏盐凸起和达巴松凸起（见图1）。受到西准噶尔洋向哈萨克斯坦板块的强烈碰撞挤压运动影响，尤其中晚石炭世—早二叠世准噶尔地块与哈萨克斯坦板块的碰撞作用加剧，在盆地西北缘形成大型推覆体构造，凹陷向东方向的玛湖—盆 1井西凹陷一带形成前陆坳陷[11]，是玛湖凹陷最重要的形成时期。前陆盆地发育过程中往往伴生好的烃源岩[12]，尤其是下二叠统风城组沉积时期是西部前陆盆地系统剧烈发育期，形成了盆地最重要的一套油源岩[13-14]，目前已发现与之有关的克百—乌夏、玛湖西斜坡两大百里油区，累计探明储量17.9×108t，是全球著名的大油区[15-16]。

图1 准噶尔盆地玛湖凹陷构造区划图

玛湖凹陷下二叠统风城组主体为半深—深碱湖背景下的多源混合细粒沉积建造[9]，存在来自干旱炎热蒸发环境引起的内源化学沉积、前陆盆地发育过程中周缘火山活动提供的火山物质（主要分布于凹陷区周缘，分布相对局限），以及西缘推覆体被剥蚀形成的近源快速堆积的扇三角洲陆源碎屑供应（具有向湖盆中心，沉积物颗粒由砾级向粉砂级过渡的特征，局限分布于前陆湖盆西缘）。纵向上受到湖盆水体变化以及不同物源体系的影响，自下而上划分为风一段（P1f1）、风二段（P1f2）、风三段（P1f3），不同层段沉积物差异明显[17]（见图2）。

图2 准噶尔盆地玛湖前陆坳陷钻井揭示岩性与沉积相关系剖面（剖面位置见图1）

近年的勘探显示，风城组陆源碎屑、火山物质与内源碳酸盐多物源的混合沉积，形成了砾岩、砂岩、白云质岩、泥岩、凝灰岩、盐岩等多种岩石类型及多类过渡岩性，纵向形成频繁的互层结构[18]。具体而言，风一段下部发育火山碎屑沉积物夹火山岩，上部为湖进期的富有机质泥岩及白云质岩类；风二段沉积期处于强蒸发环境，水体盐度高，外源输入量受限，相对粗碎屑颗粒局限分布，主要发育富有机质白云质岩类、泥岩类，凹陷中心还发育典型的碱性矿物；风三段沉积期随着外源输入量增加，盐度降低，沉积物与风一段顶部相似[17]。平面上，受控于外部碎屑物源的供应，由边缘砾石沉积向湖盆中心岩性变细，逐渐过渡为白云质粉—细砂岩、白云质泥岩、泥岩、盐岩沉积，钻井揭示的各类岩性均见到不同程度的油气显示，反映了良好的含油气性（见图 2）。位于前陆坳陷中心区的百泉 1井钻遇巨厚扇三角洲相砾岩，向凹陷区探索的玛湖28井、玛湖33井钻遇厚层白云质粉—细砂岩夹薄层泥页岩，全井段见显示，获得高产工业油流；北部玛页1井、夏72井、夏87井风一段钻遇优质火山岩储集层，风二段、风三段白云质细粒岩也是全井段均见显示；中部的风城1井、艾克1井等钻遇风城组白云质岩、泥岩等频繁互层，油气显示活跃，风城 1井小规模压裂即获得高产工业油流。由此说明，风城组不同岩性均已成藏，但油气类型复杂多样，亟需开展系统研究。

2 全油气系统形成基本条件

如前所述，风城组的全油气系统包括源岩层系内部和外部两套子系统，本文重点关注前者，其特征与经典的全油气系统[4-5]一致，包括了常规和非常规油气的“有序共生[2-3]，即平面上源外运移至常规砂砾岩、火山岩储集层中的聚集成藏（存在圈闭），以及源内的自生自储富集（无圈闭），表现为“源储耦合，有序聚集”[5]。因此下文所阐述的形成基本条件着重考虑“源”和“储”。

2.1 烃源岩条件

现今的风城组烃源岩主体为一套有机质丰度高、类型好的成熟—高成熟油源岩[19-20]。玛页 1井取心段微量元素快速检测的白云岩（碳酸镁钙）含量最高可达30%，灰质（碳酸钙）含量普遍小于20%（见图3a），风城组源岩是一套含碳酸盐型泥页岩[21]。有机质丰度[19-20]整体达到中等—好烃源岩。

风城组地球化学综合评价剖面显示（见图3b），自下而上有机质丰度表现为由小到大的趋势，除泥质岩类、白云质岩类以及凝灰岩类有机质丰度较高外，96%以上的粉砂岩类样品残余有机碳含量大于0.6%，生烃潜量大于2 mg/g，也具有生烃能力（见表1），这对于源内或者近源的油气聚集非常有利。此外，钻井揭示的样品成熟度普遍较低（热解峰温（Tmax）普遍小于430 ℃）。但是目前实测样品成熟度不能反映玛湖凹陷主体深埋区的面貌，盆地模拟预测总体应该达到成熟—高成熟演化阶段（见图4）。

表1 准噶尔盆地玛湖凹陷风城组不同岩性烃源岩地球化学指标参数统计表

风城组烃指数（S1/TOC）显示，在3 200～6 000 m深度范围内较多数据超过100 mg/g[22]，预示风城组在这个深度范围内存在滞留烃（见图3b）。以目前国内外常用的S1峰值、氯仿沥青“A”含量来表征风城组中的可动烃量[23-24]，风城组烃源岩热解分析参数S1值为0.01～9.35 mg/g，平均值约为1.27 mg/g，其中S1值超过2 mg/g的样品占比25%，部分超过了4 mg/g，证实其源岩内存在滞留烃。尤其玛页 1井风城组全井段取心见显示，整体含油，表现为典型的页岩油系统。

图3 准噶尔盆地玛湖凹陷玛页1井全井段取心及烃源岩综合评价剖面

虽然风城组纵向上也存在有机质丰度、S1峰值不高的泥页岩段，但在微裂缝发育段，有游离烃的充注，可形成规模页岩油（致密油）。与国外的Eagle Ford、Barnett、Bakken等经典海相页岩烃源岩评价参数对比，风城组与之可相媲美，甚至好于Monterey、Mowry等低有机质丰度页岩[25]，反映了风城组具备形成页岩油（致密油）的烃源条件。

规模的油气聚集，除了烃源岩品质，生烃量至关重要。风城组烃源岩分布广，厚度大（见图4a）。残余有机碳含量大于 0.5%的烃源岩厚度平均值为 233.63 m，大于1.0%的厚度平均值为196.70 m。残余有机碳含量超过 2%，成熟度达到 0.7%的优质烃源岩覆盖整个玛湖凹陷。总生油量可达 143×108t，特别是在中心区的生油强度高达 800×104t/km2。总排油量为 83×108t，剩余未排出的滞留油量近60×108t。其中排出油量除散失的和已发现的源于风城组的常规油气资源外，部分排出烃可在基质孔隙或裂缝内形成游离油，这部分游离油与滞留油构成风城组内的页岩油（致密油）的资源基础。

图4 准噶尔盆地风城组烃源岩综合评价分布图

2.2 储集层条件

风城组碱湖多源混合沉积形成多储集岩石类型。勘探已证实风城组泥质岩类、白云质岩类、粉砂岩类、砂—砾岩及火山岩均可以作为储集层。除砂—砾岩、火山岩储集层显示丰富以外，细粒沉积物中白云质岩类的油浸和油斑级别岩心累积厚度较大，含油气性较好，尤其以白云质粉砂岩的含油气性最好。以空气渗透率 1×10-3μm2、孔喉直径 1 μm 为界[26]，风城组存在常规和非常规两大类储集层。常规储集层岩性包括砾岩、砂岩（碎屑岩）和熔结凝灰岩、玄武岩（火山岩）两类；还发育白云质砂岩、白云质粉砂岩、白云岩、泥质白云岩、白云质泥岩等空气渗透率普遍小于1×10-3μm2的非常规细粒混积岩储集层（见图5）。

储集层物性统计显示，风城组孔隙度为 0.1%～13.0%，平均值为 2.89%，其中大于 5%的样品仅占18.2%，渗透率小于0.1×10-3μm2的样品占 67.99%，具低孔、致密的特征。早期对于风城组的细粒研究多关注其烃源岩的角色，较少关注其能否作为油气储集层。玛湖凹陷北部地区的风南14井、风南1等井在油气显示好的层段试获油流，储集层岩性以细粒的白云质粉砂岩、白云质泥岩为主，物性较差，均未获得规模性突破，研究进展缓慢。

玛页 1井的钻探为细致研究储集岩石类型提供了充足的资料。风城组系统取心365.38 m，其中，油浸级6.12 m，油斑级175.03 m，油迹级184.23 m，岩心表面原油占比高达 54%（见图 3、图 6）。风一段发育两期沉积岩段夹火山岩建造，中部两套沉积岩与凝灰岩段含油级别达到油浸级，累积厚度超过60 m。通过镜下薄片鉴定，两段沉积岩段碎屑颗粒（见图 5g）的母源特征与下部的火山岩（见图5h）特征一致，初步认为凝灰质含砾砂岩、砂岩为高地火山岩剥蚀近源沉积形成的。将两套沉积岩与中部凝灰岩大段合试，获日产16.3 t的工业突破，井下产液剖面的测量证实上下沉积岩段的产油贡献率超过 80%，比中间夹的凝灰岩段产油能力更强，前期勘探并未认识到其上下的沉积岩段也具有勘探潜力。该段分析孔隙度为 2.4%～12.4%，平均值为 8.7%，渗透率最大值为 0.511×10-3μm2，普遍小于0.1×10-3μm2，岩心荧光扫描显示该段以基质孔普遍含油为特征，沉积岩特有的层理特征明显，较少发育微裂缝（见图6i）。

图5 玛湖凹陷玛页1井风城组储集层岩性镜下特征

风一段上部至风三段为白云质岩与泥页岩频繁互层，单层厚度普遍小于0.5 m（见图6），反映湖相沉积的细粒纹层状结构明显，局部可见泄水构造、滑塌变形构造（见图6f）、底部热液喷流形成的通道后被方解石充填等现象。储集层快速分析孔隙度普遍小于10%，平均值为5.79%，渗透率普遍小于0.1×10-3μm2。但也有个别样品孔隙度超过 10%，渗透率超过 0.1×10-3μm2，其对应的岩心扫描及荧光普扫反映出发育微裂缝。例如，第4筒岩心样品（见图6b），埋深4 612.31 m，岩性为白云质泥岩，孔隙度高达17.7%，渗透率为0.036×10-3μm2，层理缝、高角度缝较发育，含油特征明显。荧光普扫观测裂缝密度约3～4条/m，裂缝宽度小于1 mm，缝长度小，具有裂缝相对集中发育段。相对来说裂缝规模较大的以纵向直劈缝为主，纵向跨度超过米级（见图6c），但较少发育。此外，碳酸盐含量越高，孔隙度明显降低，渗透率有所升高（见图6g、图6h）。这一规律与碳酸盐含量影响的岩石脆性有一定关系，碳酸盐含量升高，脆性变强，易产生微裂缝，改善储集层物性。再者，除裂缝含油特征较明显外，含灰质白云质泥岩存在溶蚀孔含油、白云质粉砂岩（见图5b、图5k、图5j）中基质孔含油的特征（见图6g、图5l）。存在纳米级和微米级孔隙，整体连通性较差，需在裂缝（天然或人工）的沟通下，形成有效储集层空间。此外，白云质含量能够极大改善其脆性特征[27-28]，玛页 1井碳酸盐含量相对较高，尤其风城组碱湖的咸化环境也更易于形成碳酸盐岩化学沉积，形成更加易于改造的致密白云质岩储集层，与吉木萨尔凹陷芦草沟组相比可改造性强[9]。针对玛页1井细粒显示段采取长直井段大规模体积压裂，获得最高日产50.8 m3的突破，证实了玛湖凹陷该类细粒白云质岩类致密储集层的勘探潜力。

图6 玛湖凹陷玛页1井取心厘米级描述及快速分析综合图

平面上，常规储集层中碎屑岩储集层分布于湖盆边缘，埋深相对较浅（2 800～3 600 m）。砾岩分布于冲积扇扇中、扇三角洲平原，少量分布于扇三角洲前缘，主要包括小砾岩、细砾岩、砂砾岩和砂质砾岩，含少量中砾岩，通常厚度大，泥岩夹层不发育[10]。砂岩在风城组所占比例不高，主要分布于扇三角洲前缘，颜色通常为灰色、灰绿色，中—粗砂岩为主，厚度薄，常含有砾石，为致密砂岩储集层。火山岩储集层主要分布于玛北夏 72—风城 1井区以及玛南地区克 81井区，厚度为15～50 m，分布局限。广大凹陷区分布着白云质岩类细粒沉积，其形成的页岩油（致密油）富集领域也更广。

2.3 源-储演化连续性

对于风城组全油气系统，烃源岩的热演化、生排烃、生成烃类性质，储集层储集空间的成岩演化，以及两者的演化耦合是不同类型油藏得以形成的关键。热史演化模拟显示（见图 7），受盆地基底沉降以及西北缘造山带的推覆作用影响，风城组沉积早期碱湖沉积中心最早进入低成熟阶段，至二叠纪末风城组主体区基本进入生烃门限，这个阶段风城组有少量的低成熟油生成并排出。三叠纪构造沉降及沉积变化相对缓慢，成熟度随地层埋深增大，主体进入低成熟—成熟演化阶段，尤其中三叠世大量的成熟油生成，受上覆地层压力的影响，压实作用较弱，原生孔隙体积较大，生成的油大量排出。至早侏罗世，受到盆地南降北升的跷倾运动影响，玛湖凹陷主体埋深变化不大，成熟度上升缓慢，但已进入成熟演化阶段，此时期以生成成熟油为主，在凹陷周缘因埋藏相对较浅，也有一些相对低成熟度的原油。值得注意的是，自中晚三叠世，由于烃源岩长期生排烃，沉积作用持续进行，风城组在生烃增压作用下开始出现剩余压力，这部分剩余压力的出现加速源内生成烃类的排出，形成了晚三叠世—早侏罗世的成熟油排油高峰。后期随着中侏罗世—白垩纪的快速沉降，源岩成熟度快速升高，至白垩纪末基本与现今成熟度相当。平面上，玛湖凹陷中部地区埋深最大，成熟度最高，最高可达2.0%，向凹陷斜坡区逐渐降低（见图4b）。在侏罗纪末，玛湖凹陷周缘受车莫古隆起的抬升影响，沉降沉积作用停滞，形成较长的排烃期，至早白垩世再一次开始生排烃过程。

图7 玛湖凹陷风城组源-储演化的时序性耦合图

整体上，中侏罗世以来，风城组沉积中心主体烃源岩已经入高成熟演化阶段，开始大量生成高成熟油，与早期滞留于源岩内的低成熟—成熟原油一起排出，形成“早生烃、早排烃、两阶段、长时序”的特征，这种两阶段连续生烃的特征为风城组全油气系统的形成奠定了良好条件。较长的生烃窗，形成玛湖凹陷区目前发现的原油密度从周缘向凹陷逐渐变轻，埋深上由浅至深密度逐渐降低，气油比逐渐升高。

总之，风城组连续的有机质热演化形成充足的油源，决定了油气类型的多样性，排出的烃类能够形成源外的常规油藏，致密的粗碎屑储集层中不同热演化阶段的原油充注可形成连续分布的致密油，而源岩层系内存在的中高成熟阶段细粒致密储集层中的原位聚集可以形成规模页岩油。油气形成的超压环境，决定后期不同油气类型产能大小。

3 常规-非常规油藏有序共生特征

3.1 原油基本特征

玛湖凹陷风城组勘探受到埋深的限制，早期围绕玛湖凹陷北部、西部和南部地区埋深相对浅的领域勘探，以常规构造-岩性目标为主。近年，以常规-非常规油气有序聚集理论[2,29]为指导，向非常规油气领域拓展，取得较大成果，玛湖28井致密油、玛页1井页岩油相继获得工业油流。油气源研究证实[6-7,9-10,19]风城组 3种油气类型（常规油、致密油、页岩油）均为风城组烃源岩的产物，具有亲缘关系，但也存在各自独有的特点。常规油最早发现以百泉1井的钻探为代表，风城组厚度为1 752 m，钻井见荧光显示厚度为1 430 m。风三段为平原相杂色致密砂砾岩，为良好的盖层；风二段为灰色砂砾岩，为低渗储集层，试油获油流，原油密度为0.842 2 g/cm3，凝固点为7.25 ℃，属于成熟原油。平面上受西北缘冲断作用以及砂-砾岩储集层分布的控制，局限分布于断裂带附近，目前玛南地区检乌3井区构造-岩性以及白253井区地层-岩性两类目标获规模探明储量。玛湖凹陷北部地区的风 5井—风城1井一带受断裂活动的影响，也已落实规模构造-岩性油藏。例如风南4井区埋深为4 388～4 402 m，原油密度为 0.909 4 g/cm3，凝固点为-12 ℃，δ13C 值为-30.04‰，姥植比（Pr/Ph）值为 0.79，生物标志物特征显示为成熟原油特征[6]。相比而言，东南部夏72井埋深为4 808～4 862 m的风一段火山岩油藏，原油密度为0.839 1 g/cm3，凝固点为5 ℃，δ13C值为-30.32‰，姥植比（Pr/Ph）值为0.86，两者的原油碳同位素组成以及姥植比特征均表明原油来源于风城组，但反映出高成熟受轻微降解的原油特征。以资料较全的风城 1井为例，纵向上原油密度及其生物标志物（以甾烷异构化指数、Ts/Tm为主要参考）特征反映存在低成熟—成熟—高成熟各演化阶段形成的产物（见图8），其中埋深为 3 119～3 143 m 原油 C29ααα20S/（20S+20R）值为 0.37，C29αββ/（αββ+ααα）值为 0.41，为低成熟原油；埋深为 3 960～3 976 m 原油 C29ααα20S/（20S+20R）值为 0.47，C29αββ/（αββ+ααα）值为 0.53，为成熟原油；埋深为 4 193.93～4 272.18 m 原油 C29ααα20S/（20S+20R）值为 0.53，C29αββ/（αββ+ααα）值为 0.55，为高成熟原油，均源于风城组，除受到热演化的影响之外，还受到生烃母质差异的影响，生物标志物特征有差异。总体表现为时间上不同热演化阶段油气连续充注，充分反映了风城组碱湖优质烃源岩多阶持续生烃的特点[6]。

图8 玛湖凹陷风城1井风城组原油生物标志物特征

3.2 空间共生特征

比较而言，不同油气类型的空间共生强调的是宏观分布关系，与以上阐述的复杂有序聚集不同，储集空间位置决定油气的最终聚集，因此风城组的不同类型油气空间共生关系更多的取决于沉积建造。

本次研究以岩性结合测井，测井标定地震，以玛页 1井岩心精细的描述与实验分析为基础，开展岩石物理分析，建立不同岩性测井、地震敏感参数响应关系，基于此提取地震属性，在结合单井相划分，预测不同岩相带空间分布关系。例如含油性较好的白云质岩类，以白云质粉砂岩为优势岩性，测井电性表现为低声波时差、低中子孔隙度、高密度特征，波阻抗范围约为（11.5～15.5）×106kg/（m2⋅s），地震响应为中低频率层状连续的反射特征。利用以上方法，完成全区多条典型相剖面的建立，进而实现全区平面上不同岩相类型的空间展布预测（见图9），据此明确了3类油藏类型的空间共生关系。

图9 准噶尔盆地玛湖凹陷风城组地震相平面分布图

结果表明，靠近哈拉阿拉特山及扎伊尔山存在 4大物源体系：夏子街扇、黄羊泉扇、八区扇、中拐扇物源，4大物源体系形成了近源的扇三角洲沉积，受前陆坳陷的控制，靠近西缘逆冲带具有充足的可容空间，在一定的物源供给背景下，形成巨厚的短轴局限扇体。相对粗碎屑的扇三角洲平原砂-砾岩与推覆断裂构成了常规地层背景下断层-岩性油藏发育带。向斜坡方向受物源、湖盆水体盐度、古气候的影响，陆源碎屑、内源化学沉积以及火山混合沉积形成三角洲前缘白云质砂岩带，该带相对来说碎屑颗粒粒度较粗，主要为细—中砂岩，成岩作用较强，储集层致密，向凹陷方向侧接油源区，形成近源大面积致密岩性油藏。进一步向凹陷方向，较细粒的碎屑沉积物与内源化学混合沉积，加之间歇性的湖平面升降，在凹陷—斜坡区大范围内形成薄层白云质粉—细砂岩、白云质泥岩、泥质岩互层结构，形成了非常典型的源储一体的页岩油带。凹陷主体区域沉积了纹层状的白云质泥页岩、泥页岩，形成厚度较大的纯页岩型页岩油有利区。从单井统计的细粒沉积厚度与属性结果的趋势预测，凹陷区泥页岩厚度100～1 500 m，平面分布广（见图1），能够形成储量规模巨大的以碱湖烃源岩为源灶背景的页岩油。需要指出的是，泥页岩形成页岩油过程中，裂缝的存在可较大改善储集性能，风城组泥页岩受白云质含量以及构造应力的影响，在局部构造带，因油气水在构造圈闭中发生分异，形成有统一油水边界的裂缝性构造油气藏，这类油藏主要分布于风城 1井—风南14井周缘。向凹陷中心区，裂缝不发育，油气以页岩油形式赋存。

纵向上，受湖平面由深变浅再变深的演化过程影响，陆源碎屑沉积体呈现反旋回特征，反映从风一段到风三段，常规砂-砾岩油藏、致密油范围以风二段范围最广，风一段、风三段分布相对局限，但页岩油范围此消彼长，以风三段分布最广。此外，在玛北、玛南靠近深大断裂带的区域，存在一定范围的火山活动，在风一段沉积早期形成火山岩及火山碎屑岩沉积，与源灶邻近，能够形成近源的火山岩油藏或者致密油，类型类似于三塘湖盆地的芦草沟组[30]。

总体而言，受区域烃源岩热演化（见图4b）、构造（见图1）以及岩相（见图9）分布的控制，风城组常规-非常规油气有序连续分布，存在以下3个带：①成熟常规油带，受构造与岩性控制，主要分布于凹陷周缘断裂带；②中高成熟致密油带，受储集层分布的控制分布于常规油下倾方向，呈条带状展布；③中高成熟页岩油带，受白云质岩控制广泛分布于构造稳定的凹陷区。由断裂带向凹陷区构成成熟常规油—中高成熟致密油—中高成熟页岩油，纵向上，断裂带周缘自下而上构成中高成熟页岩油—中高成熟致密油—成熟常规油的有序共生特点，斜坡—凹陷区纵向上构成中高成熟页岩油—中高成熟致密油—中高成熟页岩油的共生特征。

4 油气成藏模式

如前所述，准噶尔盆地玛湖凹陷风城组油气类型较为复杂，为了更好地反映风城组的油气成藏模式，考虑到烃源岩和储集层一体共生，本文从烃源岩与储集层的空间关系（位置和纵向组合）以及各资源类型的内涵出发，梳理了源储结构关系、储集层岩性及空间分布、烃类运移特征、油气类型，建立了 3类成藏模式：源储一体、源储紧邻、源储分离（见表 2、图10a）。

表2 准噶尔盆地玛湖凹陷风城组不同资源类型成藏模式要素表

4.1 源储一体页岩油聚集模式

这类油藏强调源内自生自储，储集层岩性为细粒白云质粉—细砂岩、泥质岩，纹层特征明显，原油在生烃增压驱动下，在源内源储压差作用下非浮力聚集，大面积连续分布于泥质页岩夹白云质粉砂岩储集体中。以玛页 1井为例，细粒的泥质岩类储集层发育溶蚀孔及微纳米孔（见图5i），场发射扫描电镜观察见泥岩中矿物颗粒表面油脂薄膜（见图5l），以吸附态赋存于孔隙中。而粒度相对粗的白云质粉砂岩致密储集层，原油赋存于粉砂岩基质孔及微裂缝中，只是单层厚度多小于0.5 m，除岩心中的有机质生烃以吸附态滞留于烃源岩内以外，白云质粉砂岩储集空间中还存在一部分其上下的泥质烃源岩生成的烃类，经过极近距离的运移，以游离态赋存，构成薄互层型源储一体、自生自储的页岩油聚集模式。

4.2 源储紧邻致密油聚集模式

该类油藏强调的层系内，储集层与源岩相邻（侧向接触及纵向紧邻），近源油气聚集。烃源岩形成烃类往往发生过初次或者短距离二次运移，储集层岩性及空间多以颗粒间基质孔为主，油气赋存状态均呈现游离态。并且这类油藏更多的强调储集层物性条件，往往都是致密储集层。例如发育于扇三角洲外前缘及前扇三角洲的白云质粉—细砂岩与泥质岩互层，储集空间中的油气多由邻近源岩经过一定距离的运移后聚集，虽然沉积物颗粒粒度小，纹层也发育，且储集层中白云质粉砂岩也可能具有一定生烃能力（见表1），但往往单层厚度超过1 m，更符合致密油的范畴。该类型目前在白云质砂岩发育区已有发现，以玛湖28井的成功突破得以证实。页岩油与致密油从横向上表现为大面积连续分布，全井段整体含油的特征。

4.3 源储分离常规油气成藏模式

该类油藏可以夏72井火山岩、百泉1井等位于构造活动强烈、埋深不大的砂-砾岩油藏为例。储集层岩性复杂多样，物性普遍较差，渗透率普遍小于0.1×10-3μm2，往往与烃源岩无直接接触，油气源外聚集，经过二次运移调整，以油水驱替浮力成藏为特征，形成以圈闭为单元的常规油藏，具有常规油气藏“从源到圈闭”的所有成藏要素。例如，白25井区砂-砾岩断层-岩性油藏[10]。

综合上述，玛湖凹陷风城组油气类型复杂多样，涵盖了各类常规、非常规类型，其成藏模式决定了油藏的纵横向分布受源储时空配置关系及构造与岩相的控制，呈现空间的有序分布（见图 10b、图 10c）。风城组多类型油气有序共生模式，是全油气系统概念[5]的一个实例佐证，从源岩全过程生排烃，沉积岩、火山岩、碳酸盐岩等多种类型储集层、常规-非常规全类型油气共生共存，预示着风城组油气系统研究由“烃源岩到圈闭”发展到“源储耦合、有序聚集”的全系统研究，是由“源外”勘探走进“源内勘探”的成功案例。值得注意的是，虽然风城组目前已达到成熟—高成熟生气演化阶段，但未发现规模气藏，从气油比以及地层压力变化，不排除凹陷中心区可能存在规模的凝析相态的页岩油藏或者凝析气藏。此外，风城组超过4 500 m的页岩油气领域相对较广，是国内外尚未获得任何认识的碱湖型深埋页岩油气。实际上目前发现的各类油藏均能见到不同程度的气显示，说明对于天然气的成藏，还不能绝对排除。

图10 准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩层系内油气成藏模式

5 结论

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组发育前陆坳陷碱湖沉积体系，受西北缘造山带的外部物源供应以及气候的变化，形成陆源碎屑、内源化学以及火山物质共同混合沉积的白云质混积岩。细粒的白云质和泥质岩类形成有机质丰度高、类型好的烃源岩，具有两阶段持续高效生烃的特征，同时在微裂缝及溶蚀作用的改造条件下，也能形成致密背景下的有效储集层。受物源供给及火山活动的影响还发育砂-砾岩类及火山岩类常规储集层。

风城组油藏类型受构造及岩相类型的控制，类型多样，有常规油藏、致密油、页岩油，受到烃源岩及储集层条件的有序演化，空间上有序分布，平面上自断裂带向凹陷区由成熟常规油—中高成熟致密油—中高成熟页岩油逐渐过渡，自下而上由中高成熟页岩油—中高成熟致密油—成熟常规油逐渐过渡。

风城组依据源储结构关系、岩相及空间分布、烃类运移特征、油气类型，存在 3类成藏模式：源储一体、源储紧邻、源储相邻，分别对应源内页岩油、致密油、常规构造-岩性油藏。

建议围绕玛湖风城组全油气系统，先常规油后非常规致密油、页岩油开展一体化统筹部署，通过风险井探索与工艺技术攻关，实现深埋页岩油、致密油非常规领域整体突破，形成继玛湖源上二叠系—三叠系砾岩大油区之后又一新的规模增储新领域。应加快玛湖凹陷区风城组页岩油、致密油深—超深风险探井的部署以及基础研究与技术攻关，包括深埋烃类相态、超压-热演化耦合机制、生排烃-成岩-油气充注耦合机制、不同生烃母质生排烃特征、甜点成因机制与识别刻画、裂缝延展机制、脆性成因与特征、压裂工艺技术等，打破4 500 m以深页岩油、致密油勘探的禁区，向着5 000 m以深凹陷中心区非常规领域探索，不断深化陆相非常规油气地质理论认识，丰富和发展全油气系统理论研究。

符号注释：

HI——氢指数，mg/g；S1——游离烃含量，mg/g；S2——热解烃含量，mg/g；Tmax——热解峰温，℃。